Принцип действия СИКН основан на использовании прямого и косвенного методов динамических измерений массы нефти, реализованных с помощью преобразователей массового и объемного расходов, плотности, вязкости, температуры и давления. Выходные сигналы измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.

СИКН имеет три независимых измерительных линий, две рабочих и одну контрольно-резервную линию. Каждая измерительная линия состоит из измерительных каналов массового расхода и массы, плотности, вязкости, температуры, давления нефти, объемной доли воды в нефти. В состав измерительных линий входят следующие средства измерений:

• - рабочий эталон для поверки преобразователей расхода - стационарная двунаправ ленная трубопоршневая поверочная установка "Daniel - 550" (поверочная установка) фирмы "Daniel Measurement & Control Inc." (Госреестр № 20054-06);

счетчики-расходомеры массовые модели RHM100/ RHEll/Octopus-L (Госреестр № 28094-04);

преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (Госреестр № 15644-06);

преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (Госреестр № 15642-06);

счетчик бироторный модели Bill (Госреестр 32821-06);

термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Госреестр № 22257-05)

с преобразователями измерительными 644Н (Госреестр № 14683-04);

преобразователи давления измерительные EJA НО, 530 (Госреестр № 14495-00);

преобразователи давления измерительные 3051 (Госреестр № 14061-04);

влагомер нефти поточный УДВН-1пм (Госреестр № 14557-05);

счетчик жидкости турбинный CRA/MRT-97 (Госреестр № 22214-01);

комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки информации сис тем учета нефти и нефтепродуктов ИМЦ-03 (Госреестр № 19240-05).

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

автоматические измерения массы нефти в рабочем диапазоне расхода;

автоматические измерения температуры, давления, плотности и вязкости нефти, а так же объемной доли воды в нефти;

поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей массово го расходов по комплекту трубопоршневой поверочной установки и преобразователя плотности;

контроль метрологических характеристик преобразователей массового расхода по комплекту преобразователя объемного расхода и преобразователя плотности;

поверку стационарной поверочной установки по передвижной поверочной ус тановке;

вычисление массы нетто нефти как разности массы нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей). Значения массовой доли воды (в случае выхода из строя поточных влагомеров), хлористых солей и механических примесей опре деляют в химико - аналитической лаборатории по объединённой пробе нефти;

• -  автоматический контроль параметров измеряемого потока (расхода, температу ры, давления, плотности, вязкости нефти, содержания воды в нефти);

• -  автоматический и ручной отбор проб нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов.

Категории и группа взрывоопасной смеси, установленные в соответствии с НПБ 105-95, ПУЭ и ГОСТ 12.1.011-78, приведены в таблице.

Таблица

В комплект поставки входят:

• - единичный экземпляр СИКН в составе согласно Руководства по эксплуатации;

• - Руководство по эксплуатации СИКН;

• - Методика поверки СИКН МП 2301-0038-2008 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200. Методика поверки».

Диапазон измерительного канала массового расхода, т/ч...................от 420 до 1000;

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерительного канала массового расхода и массы нефти, %................................±

Доверительная относительная погрешность результата измерений

массы нетто нефти при доверительной вероятности 0,95, %, не более..................±

Диапазон измерительного канала плотности, кг/м³.............................от 800 до 900;

Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерительного канала плотности, %..........................................................................±

Диапазон измерительного канала давления, МПа ...............................от 0,4 до 1,7;

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерительного канала давления, %.............................................................................±

Диапазон измерительного канала температуры, °C................................от 0 до 50;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерительного канала температуры, °C....................................................±

Диапазон измерительного канала объёмной доли воды, %............................от 0 до 2,0;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерительного канала объёмной доли воды, %.....................................................±

Средний срок службы - 10 лет.

Условия эксплуатации:

Диапазон температур окружающей среды, °C........................................от 5 до 25

Диапазон относительной влажности, %...............................................от 5 до 98

Напряжение питающей сети, В..............................................220/380 (-15+10) %

Частота, Гц........................................................................................50± 1

Потребляемая мощность, кВА..................................................................10,5

Рабочая среда..........................................нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002;

Плотность при температуре 20 °C и избыточном

давлении, равном нулю, кг/м³.......................................................от 850 до 870;

Рабочий диапазон температуры нефти, °C............................................от 0 до 40;

Рабочий диапазон давления, МПа...................................................от 0,5 до 1,6.